鄂尔多斯盆地特低渗油藏CO_2非混相驱实验研究

针对鄂尔多斯盆地低渗低压裂缝性油藏水驱采收率低、CO_2驱难以混相及气驱易窜流等问题,利用CO_2-原油相态实验和岩心驱替实验,研究了CO_2非混相驱提高采收率机理与方法。相态实验表明,地层条件下CO_2与目标油藏原油难以混相,但在原油中溶解的摩尔分数可达60.20%,使原油体积膨胀30.16%,黏度降低64.29%。均质岩心驱替实验表明,CO_2非混相驱在水驱基础上提高驱油效率23.25%。非均质岩心驱替实验表明,CO_2非混相连续气驱效果随渗透率极差的增大而变差,在渗透率级差小于10的岩心驱替效果较好;水气交替在渗透率级差小于100的岩心取得一定的驱替效果,特别是渗透率级差10~30驱替效果最好。     

油藏CO_2驱及封存过程中地化反应特征及埋存效率

油藏CO_2驱过程中,CO_2与地层水和岩石矿物发生化学反应,影响地层物性和CO_2的埋存形式。基于吉林油田某高温油藏的地层及流体性质,建立考虑地层水蒸发、水中CO_2溶解扩散、CO_2-地层水-岩石地化反应和孔渗关系的CO_2驱及埋存综合模拟模型,分析不同阶段的地化反应特征和CO_2埋存形式,研究CO_2注入方式对提高采收率和埋存效率的影响。结果表明:在CO_2驱油阶段,地化反应对储层孔隙度和渗透率产生一定影响,但对采收率的影响较小,CO_2主要以构造形式埋存于油藏内;在后续埋存阶段,气态CO_2通过地化反应不断转化为矿物形式,造成地层压力下降;水气交替注入方式可提高原油最终采收率和CO_2一次埋存效率,应为首选注入方式;对于其CO_2埋存量的不足,可在CO_2驱后注入一定的CO_2进行补充,同时起到维持地层压力的作用。     

不同参数下特低渗透油藏CO_2驱油效果实验研究

为了确定储层物性、注入方式、注采参数等开发参数对特低渗透油藏CO_2驱油效果的影响规律,开展了不同渗透率、不同注气压差、水/CO_2气体交替注入方式以及油藏非均质性条件下的CO_2驱替实验。实验结果表明,CO_2驱最终采收率随着岩心渗透率、注气压差的增大而增大,水/CO_2气体交替注入方式较CO_2连续注入的最终采收率要高出近10%,而储层的非均质性越强则越不利于特低渗透油藏的CO_2驱,裂缝性油藏更易于发生气窜导致最终采收率极低。     

低渗透油藏混相驱水气交替注入段塞比

水气交替(WAG)注入是改善气驱开发效果最经济有效的做法,水气交替注入段塞比(SSRWAG)是注气驱油开发设计的重要参数。但现有研究方法和结果在普遍性、个性化和效率方面仍有不足。以水气交替注入单周期为考察对象,从扩大注入气波及体积角度得到低渗透油藏水气段塞比下限;从保持低渗透油藏地层压力角度得到水气段塞比上限和水段塞连续注入时间上限;通过引入主流管突进系数概念,结合混相气驱油墙描述方法,根据达西定律推导出单WAG周期内气段塞连续注入时间上限;并给出水气段塞比约束下的气段塞连续注入时间;首次得到水气段塞比油藏工程计算数学模型。本文研究发现:水气段塞比合理区间受控于水和气的波及系数以及单WAG周期内水气段塞连续注入期间的注采比;一般低渗透油藏在油墙集中采出阶段中后期水、气段塞均需采用时间序列上的锥形段塞组合。研究成果对注气开发方案编制和气驱生产调整有重要指导作用。     

低渗透油藏混相驱水气交替注入段塞比研究

水气交替(WAG)注入是改善气驱开发效果最经济有效做法,水气段塞比是注气驱油开发设计的重要参数。但现有研究方法和结果在普遍性、个性化和效率方面仍有不足。以水气交替注入单周期为考察对象,从扩大注入气波及体积角度得到低渗透油藏水气段塞比下限;从保持低渗透油藏地层压力角度得到水气段塞比上限和水段塞连续注入时间上限;通过引入主流管突进系数概念,结合混相气驱油墙描述方法,根据达西定律推导出单WAG周期内气段塞连续注入时间上限;并给出水气段塞比约束下的气段塞连续注入时间;首次得到水气段塞比油藏工程计算数学模型。本文研究发现：①水气段塞比合理区间受控于水和气的波及系数以及单WAG周期内水气段塞连续注入期间的注采比;②一般低渗透油藏在油墙集中采出阶段中后期水、气段塞均须采用时间序列上的锥形段塞组合。研究成果对注气开发方案编制和气驱生产调整有重要指导作用。     

低渗低黏油藏CO_2气水交替注入主控因素分析

针对低渗低黏油藏常规注水存在注采压差大、有效驱替压力系统难以建立、产量递减快及常规注气存在气体突破时间早、波及体积小等问题,以中东X油藏为例,利用数值模拟方法对低渗低黏油藏CO_2气水交替注入开发方式进行研究,分别研究储层渗透率、原油黏度、气水比、注入速度、注入周期和注入压力等因素对低渗低黏油藏采收率的影响;基于数值模拟结果,利用灰色关联分析法确定影响CO_2气水交替注入采收率的主控因素。研究结果表明:储层渗透率、原油黏度、气水比和注入速度是影响低渗低黏油藏CO_2气水交替注入开发效果的主控因素,其次是注入周期和注入压力。     

特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法

为实现特低渗油藏注CO_2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的"四台阶"特性,建立特低渗油藏CO_2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO_2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO_2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO_2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO_2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO_2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO_2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。     

非均质油藏中水气交替驱油机理研究

分别利用均质和非均质岩心模型,进行了连续气驱和水气交替驱油实验,研究了不同非均质性模型中,注气方式对气驱油效果影响的差异。结果表明,均质模型中水驱后连续注气与水气交替提高驱油效率幅度分别为15.8%和14.9%,注气方式对气驱油效率影响较小;而非均质模型中直接水气交替驱原油采收率为78%,连续注气、间歇注采和周期注气原油采收率分别为41.9%、32.2%和42.3%,水气交替注入原油采收率最高,气体注入方式对气驱原油采收率影响较大。均质模型中,气驱后水气交替驱时,水段塞为主要驱油段塞;而非均质模型中,气驱后水气交替驱时,气体段塞是主要驱油段塞。     

靖边乔家洼油区裂缝性特低渗透油藏CO_2驱油气窜控制方法的适应性研究

针对延长油田靖边乔家洼油区由于储层微裂缝发育而出现的受益井区生产井发生CO_2气窜的问题,采用非均质人造岩心开展水气交替驱、小分子胺封堵后的CO_2驱和改性淀粉封堵后的CO_2驱实验,同时采用径向流模型开展了验证实验,以评价3类方法抑制CO_2气窜的适应范围及在目标储层中的适应性。实验结果表明:水气交替驱、小分子胺封堵后的CO_2驱及改性淀粉封堵后的CO_2驱3类方法抑制CO_2气窜和提高CO_2驱油效率在储层中的渗透率级差适用范围分别为小于30、30~150、150~500;3类方法在目标地层的适应性较好。     

超低渗油藏超临界CO2驱油特征及原油动用能力

为明确超临界CO_2驱替特征,结合核磁共振技术对比了超低渗透油藏超临界CO_2非混相、混相驱及水驱对储层孔隙原油动用效果,明确了长庆超低渗油藏岩心内原油分布特征,对比了不同注入介质对不同孔喉内原油采出程度的贡献程度。结果表明:超临界CO_2混相及非混相驱的见气阶段是采出程度迅速增加阶段,气窜后驱油效率大幅降低,对比了不同驱替方式采出程度,油藏条件下水驱主要动用大、中孔隙;CO_2非混相驱主要提高中、小孔的采出程度;水驱及非混相驱均无法动用小于0.1μm的微孔内原油;而CO_2混相驱对小、微孔提升较大,在混相气驱后,大、中孔隙动用程度接近100%,小孔和微孔分别达到34%和10%。混相气驱效果最佳,其次为非混相驱与高压水驱,低压水驱对原油动用能力较差。研究为超低渗油藏驱油方式的选择提供了理论依据。     

人工气顶稳定气驱条件及其影响因素

为了开发倾斜断块油藏构造高部位的剩余油,提出了人工气顶稳定气驱(artificial gas cap stableflooding, AGCSF)方法。在明晰人工气顶稳定气驱机理的基础上,以注N_2形成人工气顶(artificial gas cap, AGC)为例,运用油气两相渗流理论和Dietz模式几何关系,明确了倾斜油藏人工气顶稳定气驱的条件,建立了保持气驱前缘界面稳定运移的临界速度模型。研究认为,气顶气驱速度小于临界速度是人工气顶稳定气驱的前提条件;重力、浮力、毛细管力、黏滞力和多相流动中所产生的各种附加阻力是人工气顶气驱前缘界面气油界面稳定的主要力学机制;原油相对渗透率、地层原油黏度、地层原油密度、地层次生气顶气(N_2)密度是影响临界速度的主要因素,且原油相对渗透率、地层原油密度越大,地层原油黏度、地层次生气顶气(N_2)密度越小,稳定气驱速度越大,越有利于人工气顶稳定气驱油。实例验证结果表明:新模型考虑的影响因素全面,且更为科学、合理、可靠;Y47X28断块古近系沙河街组二段1砂组油藏人工气顶稳定气驱速度小于其次生气顶气侵临界速度1.07×10~3m~3/d时可以实现稳定气驱。研究成果与认识可为倾斜油藏人工气顶稳定气驱开发关键技术的研发,为倾斜断块油藏阁楼油的高效开发提供理论基础和技术指导。     

扩散作用对低渗透油藏CO_2驱相渗特征的影响

目前,对于CO_2驱多相渗流理论的研究大多没有考虑CO_2的扩散作用,使得其在预测见气时间等方面存在问题。应用压力降落法测定了气体在原油中的扩散系数,采用非稳态相渗实验方法进行了油气相对渗透率测定实验,分别研究了N_2和CO_2气体相渗曲线的差异以及不同压力下扩散作用对CO_2驱相渗的影响。研究结果表明,低渗透油藏CO_2驱过程中的扩散作用对油气相渗存在较大影响,CO_2的扩散作用对油相相对渗透率影响较大,对气相相对渗透率影响甚微,CO_2扩散作用的影响有利于增强油相渗流,进而降低残余油饱和度,提高原油采收率。     

相对渗透率调节剂提高采收率优化控制条件研究

相对渗透率调节剂(relative permeability modifier,RPM)可以选择性降低油水相渗透率以提高注入水的波及系数;并改变岩石表面的润湿性,提高采收率。研究了一种阳离子聚合物型的相对渗透率调节剂,测定了RPM对表面润湿性以及油水相渗透率的影响。通过岩心驱油试验考察了不同油藏渗透率、地层润湿性、原油黏度、RPM注入时机、注入水注入速度等条件下RPM驱的驱油效果。实验结果表明,RPM可以将油湿的石英表面润湿性改变为弱水湿,且对水相渗透率降低程度更大;RPM驱适合渗透率大于50×10-3μm2地层;RPM在油湿岩心中具有更高的采收率增值;原油黏度在20 mPa·s时,采收率增值幅度最大;在相似的渗透率条件下,注入速度增大时,水驱采收率与最终采收率均增大;较早注入RPM有更好的最终采收率效果。     

海上“三低”油藏CO_2注气开发适应性评价

针对南海西部海域油田"三低"特征(即电阻率低、含油饱和度低和渗透率低),在开发过程中由于束缚水饱和度高和泥质含量高,水敏性强,面临注水困难和地层能量补充的问题。在充分调研国内外CO2驱室内试验研究和注气开发适应性评价的基础上,以油藏为例,完成了CO2注气室内试验和油藏数值模拟研究,并在此基础上进行了CO2注气开发适应性评价。通过数值模拟研究,对衰竭式开发、连续注气和WAG水气交替注入两种驱替方式进行了方案设计和对比分析,结果表明该油田CO2注气开发具有很好的适应性,WAG水气交替注入能进一步提高油田开发的采收率。     

碳酸盐岩缝洞型油藏气驱机制微观可视化模型试验

针对缝洞型碳酸盐岩油藏开发中开口向上和开口向下两种缝洞类型,建立该类油藏气驱机制下的微观可视模型,采用模拟油和液化气,在常温低压下进行水驱、活性水驱、直接注气驱及气-水交替驱4组试验,研究不同注入流体及注入方式对驱替效率和含水率的影响。结果表明:水驱、活性水驱、气驱和气-水交替驱的驱替效率分别为81.12%、68.95%、74.88%和99.84%,缝洞型油藏的最佳注入方式为气-水交替注入;注气只能驱开向下的洞,注水只能驱替开口向上的洞,气-水交替驱可以同时解决这两种洞的驱油问题;活性水由于毛管压力低不利于驱油。     

不同CO_2驱开发方式微纳米级别孔喉适用范围

为了研究不同CO_2驱开发方式在油藏微纳米级别孔喉内适用范围,采用高温高压核磁共振方法,建立核磁共振T2谱与孔喉尺寸的转换关系。定量描述了水驱、CO_2驱、水气交替驱、泡沫驱在天然岩心内驱油范围及增油来源。实验结果表明:水驱可进入0.1μm级别孔喉;CO_2可进入0.01μm级别孔喉;水驱产油以可动油为主,CO_2驱增油以束缚油为主;在多轮次驱替后,岩心出现大孔道,水气交替和泡沫驱可产生封堵,但泡沫驱适应范围更广,在0.1μm级别以下孔喉采出程度高于水气交替30%。     

Bakken油藏注气方式的模拟与预测

Bakken储层是一种极致密油藏,具有低孔隙度、低渗透率的特点。以加拿大萨斯喀彻温省东南部地区Viewfield油田为例,利用Bakken致密储层及裂缝特征,通过建立10口相关油井的地质模型并进行数值模拟实验,来确定有效的注气方式对提高致密油采收率的可靠性和可行性。历史拟合的结果验证了数值模型与试验区实际生产数据和压力变化保持一致,确保了模型的有效性。同时,模拟研究评估了多种采收方案,如水驱法、二氧化碳气驱、水气交替法（CO₂-WAG）以及甲烷气驱对采收率的影响。目前研究结果表明,对累计产油量最敏感的两个参数是相对油水渗透率（K_row）和原生水饱和度（S_wcon）。其他对采收率影响较大的参数分别是二氧化碳的注入速率、水气交替循环次数、总注入次数和吸收时间。通过对比不同的采收方式,循环周期为两年的水气交替注入法对提高采收率的效果最好,其原油采收增产率可达5.033%。本次研究基于历史拟合的结果,预测、比较了不同注气方式对提高Bakken地区致密油藏采收率及经济效益的影响,可以有助于优化设计萨斯喀彻温省东南部致密油藏区块的开发及开采方案。     

基于三参数非线性渗流的低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗计算模型

基于三参数非线性渗流模型,考虑CO_2非混相驱油过程中气相滑脱、CO_2在原油中的溶解以及溶解后流体黏度的变化等因素的影响,建立低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗计算模型。利用建立的模型对陕北地区某致密砂岩油藏天然岩心CO_2驱油非稳态相渗实验数据进行处理,得到了其CO_2非混相驱典型相渗曲线,并与传统的JBN计算方法相比,结果表现出了明显的差异。同时,计算和对比分析了渗流模式、CO_2溶解降黏作用及气体滑脱效应等单因素影响的相渗曲线。结果表明,非线性渗流及CO_2的溶解降黏均使油相相对渗透率上升,气相相对渗透率下降,影响较大。考虑气相滑脱时,气相渗透率有小幅度下降,油相渗透率基本无变化。该模型的建立为更加真实准确地表征低渗透砂岩油藏CO_2非混相驱相渗特征提供了有效的技术方法和手段,对提高其油藏工程分析及数值模拟预测的可靠性具有重要意义。     

低渗油藏CO2驱产出气回注可行性研究

为研究低渗油藏产出气回注的可行性,利用室内实验的方法,分别考察了原油与CO_2混相效果的影响因素及不同阶段产出气回注的驱油效果.研究结果表明:原油组分中C_1、N_2摩尔百分数的增加会引起原油与CO_2最小混相压力的升高,而原油组分中C_2～C15摩尔百分数越多越有利于实现原油与CO_2的混相.注入气中C_1、N_2摩尔百分数越高越不利于实现与原油的混相,而注入气中C_2、C_3的摩尔百分数越高越有利于实现与原油混相.注入气中CO_2摩尔百分数越高,注入气的驱油效率也越高,在CO_2摩尔百分数达到80 mol%以上时,完全可以达到CO_2混相驱的效果.现场检测结果表明,产出气中CO_2摩尔百分数已经超过了80 mol%,实施产出气回注是完全可行的.本研究首次明确了C_(11)～C_(15)摩尔百分数对混相效果的影响,同时本研究成果为产出气中温室气体的处理与利用提供依据,也为低渗油藏CO_2驱的高效开发提供重要技术支撑.     

J油田水气交替驱开发效果评价

利用油藏数值模拟技术,采用单因素分析方法研究了井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、水气交替注入周期、气水比对J油田水气交替驱开发效果的影响,并比较了水驱、气驱及水气交替驱的开发效果;基于QIM-AG算法,对比了水驱、气驱和水气交替驱的经济开发效益。结果表明:注气速度、气水比、注水时机对采出程度影响较大,而井距、注入周期对采出程度影响相对较小;较高的注气速度(0.08HCPV/a)、压力保持程度为1、小井距、气水体积比为1.5∶1、注入周期为3个月时可获得较高的采出程度;在注入气水总体积相同的条件下,气水交替驱比单纯水驱或气驱可获得更高的最终采收率,且具有更大的开发净现值。